ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF SURFACTANT APPLICATION IN ENHANCED OIL RECOVERY METHODS

1. ВВЕДЕНИЕ

Мировая нефтедобывающая отрасль переживает период прогрессирующего истощения легкодоступных залежей углеводородного сырья. По данным Международного энергетического агентства, среднемировой коэффициент извлечения нефти (КИН) при первичных и вторичных методах разработки составляет около 30–35%, что означает, что более 60% первоначальных геологических запасов нефти остаётся в пластовых условиях после реализации традиционных методов добычи. Эта остаточная нефть удерживается в поровом пространстве коллекторов главным образом капиллярными силами, обусловленными высоким межфазным натяжением на границе раздела нефть–вода (20–35 мН/м при стандартных условиях водозаводнения) и нефтесмоченным или нейтральным характером поверхности горной породы. Преодоление этих физико-химических барьеров требует принципиально иного подхода по сравнению с традиционным гидродинамическим воздействием — именно в этом состоит практическая ценность методов химического увеличения нефтеотдачи.

Казахстан входит в число ведущих нефтедобывающих государств мира с доказанными запасами углеводородов около 30 млрд баррелей. При этом значительная часть производящих месторождений страны находится на поздней стадии разработки, характеризующейся нарастающей обводнённостью продукции, снижением дебитов скважин и ухудшением структуры добываемых запасов. Именно в этих условиях щелочно-ПАВ-полимерное (ASP) заводнение — наиболее совершенный вариант химического МУН — предоставляет возможность существенного прироста нефтеотдачи при экономически обоснованных затратах. Синергетическое сочетание в составе ASP-оторочки щёлочи (подавляющей адсорбцию ПАВ и генерирующей природный ПАВ из органических кислот нефти), синтетического ПАВ (снижающего МФН до ультранизких значений) и полимера (обеспечивающего благоприятное соотношение мобильностей и выравнивание фронта закачки) позволяет воздействовать одновременно на поровый масштаб вытеснения и на макроскопический охват пласта.

Мировой опыт применения ASP-заводнения — в первую очередь масштабные промышленные проекты на месторождении Дацин в Китае, обеспечившие прирост КИН на 20–25% по сравнению с базовым водозаводнением [1, 3] — убедительно демонстрирует технический потенциал данной технологии. Вместе с тем применение ASP-заводнения в условиях казахстанских месторождений требует тщательного лабораторного подбора рецептуры с учётом специфики состава пластовых вод, реологических свойств нефти и характеристик коллектора.

Цель настоящей работы — систематическая лабораторная оценка эффективности ПАВ-систем применительно к условиям пластов месторождения X (Западный Казахстан), включающая входной контроль качества реагентов, испытания на совместимость при пластовой температуре, тесты фазового поведения, фильтрационные эксперименты на керновых моделях двух продуктивных горизонтов и экономическую оценку целесообразности промышленного внедрения технологии.

2. МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

2.1 Характеристика объекта исследования — месторождение X

Месторождение X расположено в западном Казахстане и включает два продуктивных горизонта. Меловой горизонт (М-II) залегает на глубине 258–261 м при пластовой температуре 19,7°С; вязкость нефти в условиях эксперимента составляет 407,4 мПа·с, что соответствует категории высоковязкой нефти. Юрский горизонт (J-IV) залегает на глубине 496–498 м при пластовой температуре 29,3°С; вязкость нефти — 66,1 мПа·с. Оба горизонта разрабатываются бурением из скважины №К-2524.

Пробы пластовой воды были отобраны с буферного кустового насосного сооружения (БКНС) месторождения X в трёх кампаниях (апрель–июнь 2019 г.) и проанализированы по катионно-анионному составу, pH, содержанию железа и растворённых газов согласно ГОСТ 26449.1-85 и ГОСТ 23268.11-78. Результаты анализов представлены в Таблице 1.

Таблица 1 — Физико-химические свойства пластовой воды месторождения X (три отбора, 2019 г.)

н.о. — не обнаружено.

Пластовые воды месторождения X относятся к переходным слабосолоноватым водам хлоридно-магниевого типа по классификации Сулина (rNa⁺/rCl⁻ < 1; rCl⁻ – rNa⁺/rMg²⁺ < 1). Характеристика по Пальмеру — S₂S₁A₂, что свидетельствует о преобладании постоянной жёсткости над устранимой. Реакция среды в диапазоне pH 6,95–7,52 и суммарное содержание Ca²⁺ + Mg²⁺ в пределах 346–451 мг/л создают в целом благоприятные условия для применения анионных ПАВ без предварительной водоподготовки.

2.2 Испытуемые реагенты и образцы ПАВ

В исследовании изучены шесть образцов ПАВ коммерческих марок, обозначенных как С-7, С-10, С-13, С-14, С-16 и С-18. В качестве основного реагента для фильтрационных экспериментов использовался лаурилсульфат натрия (SDS) — анионный ПАВ класса алкилсульфатов. В качестве щелочного агента применялся едкий натр (NaOH технический, 96%). Полимерный реагент — гидролизованный полиакриламид FloPaam 5205 VHM при концентрациях 2000, 2500 и 3000 ppm.

2.3 Подготовка и характеристика образцов керна

Для фильтрационных экспериментов подготовлены четыре керновые модели из скважины К-2524 месторождения X. Для мелового горизонта М-II использованы насыпные модели из разрушенного керна глубин 258,75–260,65 м (диаметр 38 мм, длина ~5,73–5,85 см). Для юрского горизонта J-IV — выбуренные цилиндрические плаги глубин 496,8–497,25 м (диаметр 38 мм, длина ~5,86–5,98 см). Все образцы прошли экстракцию на аппарате Сокслета, сушку при 60–90°С, определение пористости (гелиевый порозиметр ULTRA-PORE 300) и газопроницаемости (азот, прибор ULTRA-PERM 600). Физические характеристики приведены в Таблице 2.

Таблица 2 — Стандартные физические свойства керновых моделей, скважина К-2524, м. X

2.4 Входной контроль качества образцов ПАВ

Входной контроль проводился по следующим показателям: внешний вид (ГОСТ-25336); плотность при 20°С (ГОСТ 3900-85); кинематическая вязкость при 20°С (ГОСТ 31391-2009); температура застывания (ГОСТ 20287-91, метод Б); кислотное число (мг КОН/г); pH 10%-го водного раствора. Полученные значения сравнивались с паспортными данными производителя.

2.5 Испытания на совместимость при пластовой температуре

Совместимость образцов ПАВ с пластовой водой и водой БКНС оценивалась при 25°С и 71,3°С в течение 72 ч с визуальным контролем через 0, 2, 5, 20, 24, 48 и 72 часа согласно МВИ 05-2017. Критерии несовместимости: образование осадка, коллоидных хлопьев, расслоения или плёнки на поверхности.

2.6 Метод бутылочного тестирования (Bottle Test)

Деэмульгирующая способность ПАВ оценивалась на нефтяной эмульсии скважины К-123 (содержание связанной воды 20,0%) при трёх соотношениях нефть:раствор ПАВ: 10:90, 50:50 и 90:10 при 60°С в течение 120 мин с измерением количества выделившейся воды через 12 временны́х точек. Во всех опытах присутствовал базовый деэмульгатор «Аманат-4001» (25 г/т чистой нефти).

2.7 Тест фазового поведения раствора щёлочь/ПАВ–нефть

Растворы SDS/NaOH различных концентраций смешивались с нефтью в соотношении 1:1 (об.) и выдерживались 24 ч с оценкой фазового расслоения, осадкообразования и характера межфазной плёнки. Для мелового горизонта тестировались четыре рецептуры: (i) 0,1% SDS + 0,6% NaOH; (ii) 0,02% SDS + 0,8% NaOH; (iii) 0,02% SDS + 0,6% NaOH; (iv) 0,05% SDS + 0,6% NaOH. Для юрского горизонта — три рецептуры: (i) 0,1% SDS + 0,8% NaOH; (ii) 0,02% SDS + 0,6% NaOH; (iii) 0,05% SDS + 0,8% NaOH.

2.8 Методика фильтрационных экспериментов (система PLS-200)

Фильтрационные эксперименты проводились на системе PLS-200 с четырьмя гидростатическими кернодержателями (до 10 000 psi, до 150°С) при пластовой температуре каждого горизонта. Последовательность: (1) 100%-е насыщение пластовой водой, определение Кв по закону Дарси; (2) вытеснение воды нефтью до Swi; (3) водозаводнение до обводнённости 95–99%; (4) закачка щёлочь/ПАВ-оторочки (1,0–1,5 порового объёма); (5) закачка полимерного раствора ГПАА; (6) доводнение до стабилизации перепада давления.

Коэффициент вытеснения нефти (КВН):

β = Vн / Vнач.н · 100% (1)

Фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления:

Rf = λв / λп ; Rrf = λв,до / λв,после (2)

Число капиллярного вытеснения:

Nc = u · μв / (σнв · cosθ) (3)

Полный КИН:

η = Ed · Ea · Et (4)

где Ed — коэффициент вытеснения из пор; Ea — площадной охват; Et — охват по мощности.

3. РЕЗУЛЬТАТЫ

3.1 Анализ пластовых вод и входной контроль ПАВ

Анализ пластовых вод месторождения X (Таблица 1) подтвердил их принадлежность к хлоридно-магниевому типу с минерализацией 1992–2197 мг/л и нейтральной реакцией среды (pH 6,95–7,52). Суммарное содержание Ca²⁺ и Mg²⁺ (346–451 мг/л) не превышает критического порога осадкообразования для алкилсульфатных ПАВ (~500 мг/л), что исключает необходимость предварительного умягчения закачиваемой воды.

Результаты входного контроля шести образцов ПАВ показали, что образцы С-7, С-10, С-14 и С-16 соответствуют паспортным данным производителя. Образец С-13 не прошёл контроль по кислотному числу: факт 1,77 мг КОН/г при норме 90–120 мг КОН/г. Образец С-18 не соответствует паспорту по динамической вязкости при 25°С (факт 2,54 мПа·с против нормы ≥100 мПа·с) и по внешнему виду.

3.2 Результаты испытаний на совместимость

Испытания при 25°С и 71,3°С выявили принципиальное различие в поведении образцов при пластовой температуре. Образцы С-10, С-14 и С-16 оставались прозрачными без осадка в течение всего 72-часового периода наблюдения при обеих температурах. Образец С-7 при 71,3°С образовывал плёнку жёлтого цвета с пластовой водой и плёнку фиолетового цвета с водой БКНС. Образец С-18 при 71,3°С давал аналогичные плёнки во всех тест-условиях, что однозначно свидетельствует о его несовместимости с промысловыми флюидами при пластовой температуре.

Таблица 3 — Сводные результаты испытаний на совместимость (72 ч, визуальный контроль)

*С-13: кислотное число 1,77 мг КОН/г (норма 90–120 мг КОН/г). **С-18: вязкость 2,54 мПа·с (норма ≥100 мПа·с).

Ключевой вывод: пластовая температура (71,3°С) является решающим дифференцирующим фактором. Испытания совместимости исключительно при комнатной температуре недостаточны для квалификации ПАВ для химического МУН.

3.3 Результаты бутылочного тестирования (Bottle Test)

Все шесть образцов ПАВ успешно прошли Bottle Test: ни в одном из 18 тест-условий не зафиксировано образования промежуточного слоя «борода», взвешенных частиц или осадков. При соотношении нефть:ПАВ = 90:10 за 120 мин выделялось 38 мл воды (эффективность деэмульсации 95%). При соотношении 50:50 выделение составило 27–30 мл (67–75%), при 10:90 — 20–22 мл (50–55%). Ни один из испытанных образцов не оказывает негативного влияния на систему подготовки товарной нефти месторождения X.

3.4 Фазовое поведение раствора щёлочь/ПАВ–нефть

По результатам тестов фазового поведения снижение концентрации лаурилсульфата с 0,1% до 0,02% значительно уменьшает количество осадков при контакте с нефтью обоих горизонтов. Наилучшие показатели продемонстрировали составы 0,02% SDS + 0,8% NaOH и 0,02% SDS + 0,6% NaOH. На основе данного этапа для фильтрационных экспериментов выбраны рецептуры: меловой горизонт — 0,02% SDS + 0,8% NaOH и 0,02% SDS + 0,6% NaOH; юрский горизонт — те же составы. Низкая концентрация синтетического ПАВ (0,02%) обоснована механизмом генерации природного ко-ПАВ из органических кислот нефти при взаимодействии с NaOH in situ.

3.5 Результаты фильтрационных экспериментов

Таблица 4 — Полные результаты фильтрационных экспериментов, месторождение X, 2019 г.

Для мелового горизонта прирост КИН от ASP-заводнения составил 19,0–19,2% сверх базового водозаводнения (КИН 49,3–49,9%), при этом итоговый КИН достигал 68,5–68,9%. Обе рецептуры для мелового горизонта обеспечивают практически одинаковый результат, что указывает на взаимозаменяемость параметров в пределах соотношения стоимость/эффективность.

Для юрского горизонта выявлена принципиальная зависимость прироста КИН от концентрации полимера: увеличение ГПАА с 2000 до 3000 ppm почти вдвое увеличивает ΔКИН (с 9,3 до 17,7%). Данный эффект объясняется необходимостью выполнения условия M ≤ 1,0 при вязкости нефти 66,1 мПа·с. Минимально необходимая вязкость полимерного раствора:

μп,min = (krw/kro) · μо = 0,2 · 66,1 = 13,2 мПа·с (5)

При 2000 ppm ГПАА (~12–15 мПа·с) данное условие выполняется на пределе; при 3000 ppm (~25–28 мПа·с) условие M ≤ 1,0 выполняется с запасом, формируется устойчивый фронт вытеснения и значительный банк дополнительной нефти. Высокие значения Rrf (8,7–21,72) подтверждают устойчивое долгосрочное снижение фазовой проницаемости по воде после закачки полимера.

4. ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

4.1 Синергетический эффект ASP-системы

Экспериментальные данные подтверждают принципиальное превосходство комплексного ASP-воздействия над применением отдельных химических агентов. ПАВ снижает МФН до ультранизких значений, мобилизуя нефть в порах, — однако без полимера при M >> 1 раствор ПАВ каналировал бы по высокопроницаемым зонам, не контактируя с остаточной нефтью в матрице. Полимер устраняет вязкостную нестабильность и обеспечивает равномерный фронт продвижения ASP-оторочки. Щёлочь взаимодействует с органическими кислотами нефти, генерируя природный ко-ПАВ in situ, что позволяет применять минимальную концентрацию синтетического реагента (0,02%) и существенно снижает стоимость рецептуры.

4.2 Влияние пластовой температуры на выбор ПАВ

Нестабильность образцов С-7 и С-18 при 71,3°С обусловлена двумя механизмами: (1) смещением критической концентрации мицеллообразования (ККМ) с ростом температуры — рабочая концентрация реагента может оказаться ниже ККМ, разрушая мицеллярные структуры; (2) термическим гидролизом лабильных функциональных групп молекулы ПАВ с образованием поверхностно-неактивных продуктов деградации. Данный результат подтверждает: испытания совместимости при комнатной температуре не могут заменить испытания при пластовой температуре при проектировании химических МУН.

4.3 Факторы эффективности ASP-заводнения

Иерархия факторов эффективности для условий месторождения X: (1) концентрация полимера — ключевой управляющий параметр для высоковязких нефтей (условие M ≤ 1,0); (2) термическая стабильность ПАВ при пластовой температуре; (3) совместимость щёлочи с жёсткостью закачиваемой воды (Ca²⁺ + Mg²⁺ реагируют с NaOH, снижая щелочной потенциал оторочки); (4) адсорбция ПАВ на породе — критически важна для полевого дизайна.

5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

5.1 Краткосрочная эффективность (1–5 лет)

Объём дополнительной добычи нефти Q_доп от ASP-заводнения на меловом горизонте:

Q_доп = Qнач · ΔКИН_лаб · kмасш = 2 500 000 · 0,190 · 0,60 = 285 000 т (6)

где kмасш = 0,60 — коэффициент масштабирования. Чистая прибыль проекта:

Э = Q_доп · (Цн – OPEX) – Зпроект = 285 000 · (510 – 50) – 3 250 000 ≈ 127,8 млн долл. (7)

Дисконтированный анализ денежных потоков (r = 15%) с погодовым распределением добычи (Год 1: 15%; Год 2: 25%; Год 3: 30%; Год 4: 20%; Год 5: 10%) приведён в Таблице 5.

Таблица 5 — Дисконтированный анализ денежных потоков (NPV), меловой горизонт, м. X

5.2 Долгосрочная эффективность и анализ чувствительности

Долгосрочная программа (15 лет, меловой + юрский горизонты): суммарная дополнительная добыча ~545 000 т, NPV ~110–115 млн долл. при ставке 15%. Анализ чувствительности приведён в Таблице 6.

Таблица 6 — Анализ чувствительности NPV (млн долл.) при различных сценариях

NPV остаётся положительным во всех реалистичных сценариях. Цена нефти безубыточности (~12 долл./барр.) существенно ниже любого долгосрочного ценового прогноза. Простой срок окупаемости инвестиций — менее 1 года.

6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Пластовые воды месторождения X (хлоридно-магниевый тип, минерализация 1992–2197 мг/л, pH 6,95–7,52) создают благоприятные условия для применения анионных ПАВ без предварительной водоподготовки.
2. Пластовая температура (71,3°С) является решающим критерием отбора ПАВ: образцы С-7 и С-18 нестабильны при Tпл несмотря на удовлетворительное поведение при 25°С. Оптимальными признаны образцы С-10, С-14 и С-16.
3. Все шесть образцов ПАВ прошли испытание Bottle Test без образования промежуточного слоя и осадков, что исключает их негативное влияние на систему подготовки товарной нефти.
4. Оптимальная рецептура ASP-оторочки: 0,02% SDS + 0,8% NaOH + 2500–3000 ppm ГПАА. Низкая концентрация синтетического ПАВ обоснована механизмом in situ генерации природного ко-ПАВ из органических кислот нефти.
5. ASP-заводнение обеспечивает прирост КИН 19,0–19,2% для мелового горизонта (итоговый КИН 68,5–68,9%) и до 17,7% для юрского (3000 ppm ГПАА). Увеличение концентрации ГПАА с 2000 до 3000 ppm для юрского горизонта вдвое увеличивает ΔКИН (9,3% → 17,7%), подтверждая критическую роль условия M ≤ 1,0 для высоковязких нефтей.
6. Высокие значения Rrf (8,7–21,72) подтверждают устойчивое долгосрочное снижение фазовой проницаемости по воде после закачки полимера.
7. Экономический анализ: дополнительная добыча ~285 000 т, чистая прибыль ~127,8 млн долл., NPV = 86,0 млн долл. при r = 15%, срок окупаемости < 1 года, цена безубыточности ~12 долл./барр.
8. Рекомендуется проведение ОПИ ASP-заводнения на элементе разработки мелового горизонта месторождения X с параллельным выполнением адсорбционных тестов на керне и реологических исследований ГПАА при пластовой температуре.